Содержание к диссертации
Введение
1 Увеличение пропускной способности нефтепроводов применением полимерных присадок для снижения гидравлического сопротивления 36
1.1 Общее состояние проблемы 36
1.2 Исследование необходимости и достаточности условий возникновения эффекта Томса 41
1.3 Численное моделирование и количественная оценка характеристической вязкости раствора нефти и протнвотурбулентной присадки и порогового числа Рейнольдса 49
1.4 Исследование взаимосвязи между молекулярной массой и гидравлической эффективностью полимерных противотурбулентных присадок 60
1.5 Исследование эффективности полимерных присадок на турбулентное течение нефти при низких числах Рейнольдса 66
1.6 Опытно-промышленные испытания противотурбулентных присадок на действующих магистральных нефтепроводах 68
1.6.1 Результаты ввода в поток на нефтепроводе «Александровская -Анжеро - Судженск» присадки дтя снижения гидравлического сопротивления 68
1.6.2 Промышленные испытания полимерной присадки «ВИОЛ» на магистральном нефтепроводе «Тихорецк - Новороссийск» 72
1.7 Увеличение пропускной способности системы нефтепроводов при плановых работах за счет ввода присадки для снижения гидравлического сопротивления на лимитирующих участках 77
1.7.1 Методика технико-экономического анализа увеличения пропускной способности магистральных нефтепроводов при проведении ремонтных работ за счет использования противотурбулентных присадок 77
1.7.2 Расчет экономической эффективности использования противотурбулентных присадок при проведении ремонтных работ 79
Выводы по главе 95
2 Проблемы применения в трубопроводном транспорте гелевых и механических разделителей 97
2.1 Разработка и применение полимерных гелей в трубопроводном транспорте 97
2.2 Разработка методики определения рациональных размеров гелевых пробок 114
2.3 Технология приготовления геля-разделителя на основе водного раствора полиакриламида и формалина 119
2.3.1 Материалы и оборудование 119
2.3.2 Порядок приготовления геля-разделителя 121
2.3.3 Порядок перемещения гелевой пробки в нефтепровод 122
2.4 Промышленные испытания полимерного геля-разделителя для выноса
водных скоплений и опрессовки линейной части магистральных
нефтепроводов 122
2.4.1 Промышленные испытания геля-разделителя при опрессовках речных переходов 122
2.4.2 Промышленные испытания геля-разделителя при очистке линейной части магистрального нефтепровода от водных и газовых скоплений, а также механических загрязнений 131
Выводы по главе 133
3 Совершенствование управления компаундированием разносортных нефтей 134
3.1 Проблема компаундирования разносортных нефтей в трубопроводном транспорте 134
3.2 Технология ручного управления процессом компаундирования 140
3.3 Технология и оборудование для обеспечения автоматизации процесса компаундирования высокосернистых нефтей 146
3.4 Управление процессом компаундирования нефтей по нескольким параметрам качества 152
3.5 Использование корреляционной зависимости между некоторыми параметрами качества для снижения затрат при компаундировании разносортных нефтей 162
Выводы по главе 178
4 Исследование проблемы измерения содержания свободного газа в товарной нефти для определения ее количества на узлах учета 180
4.1 Проблема свободного газа в товарной нефти 180
4.2 Радиоизотопный метод измерения свободного газа в нефти 188
4.3 Промышленные испытания радиоизотопного измерителя содержания свободного газа в нефти 200
4.4 Установка и аппаратура для воспроизведения и исследования потоков жидкостей, содержащих пузырьки свободного газа 212
4.5 Промышленные исследования структуры потока товарной нефти на измерительных линиях узлов учета нефти на основе радиоизотопного метода 221
4.5.1 Основные характеристики нефтегазовых потоков товарной нефти 221
4.5.2 Разработка испытательно - исследовательской установки 226
4.5.3 Объем и порядок проведения исследований 229
4.5.4 Результаты исследований 231
Выводы по главе 242
5 Совершенствование учетно-расчетных операций товарной нефти на основе балансовых методов 243
5.1 Исследование взаимосвязи величины дисбаланса и погрешности учета нефти 243
5.2 Методологические принципы оценки погрешности учета нефти, содержащей свободный газ 252
5.3 Совершенствование учета нефти на основе применения бесконтактного поточного измерителя свободного газа 257
5.4 Методика расчета остатков нефти производителей в системе магистральных нефтепроводов 267
Выводы по главе 278
Основные выводы и рекомендации 281
Библиографический список использованной литературы
- Исследование необходимости и достаточности условий возникновения эффекта Томса
- Разработка и применение полимерных гелей в трубопроводном транспорте
- Проблема компаундирования разносортных нефтей в трубопроводном транспорте
- Проблема свободного газа в товарной нефти
Введение к работе
Магистральный нефтепроводный транспорт является связующим звеном между нефтедобывающими предприятиями России и отечественными нефтеперерабатывающими заводами, а также потребителями нефти, расположенными в ближнем и дальнем зарубежье.
После общего спада промышленного производства середины 90х годов XX века, за последние пять лет объемы перекачки нефти по магистральным нефтепроводам значительно возросли, что связано с поступательным развитием нефтедобывающей отрасли России. Объемы добычи и транспортировки нефти по нефтепроводам АК «Транснефть» за эти годы возросли на 142% и составили 323,3 млн. т и 458.8 млн. т, в 2000 и 2004 г.г., соответственно.
Повышение эффективности магистральных нефтепроводов, в условиях тенденции роста объема добычи и транспортировки нефти, на основе разработки технологии энергосбережения, увеличения пропускной способности, совершенствования учета углеводородного сырья, становится еще более актуальными.
Дальнейшее эффективное развитие трубопроводного транспорта нефти возможно за счет использования знаний и достижений, лежащих на стыке различных наук: физикохимии полимеров, радиационной физики, гидродинамики многокомпонентных жидкостей.
Проблема повышения производительности магистральных трубопроводов представляет значительный научный и практический интерес. Важным в этом направлении является разработка и применение различных полимерных присадок эффективных в турбулентных режимах перекачки нефти. При оценке эффекта снижения гидравлического сопротивления и возможности применения противотурбулентных присадок должны учитываться гидродинамические и геометрические характеристики трубопровода, физико-химические свойства
перекачиваемой среды.
Из-за невозможности очистки внутренней поверхности трубопроводов, имеющих сложную конфигурацию и переменное сечение, механическими очистными устройствами, возникает необходимость создания новых очистных средств. В этой связи актуальным является разработка очистных средств и разделителей из полимерных гелей, имеющих специфическое реологическое поведение.
При технологии ручного управления процессом компаундирования высокосернистых нефтей в резервуарах нет возможности оперативно реагировать на изменение содержания серы в смешивающихся потоках и поддерживать заданное содержание серы в потоке нефти, перекачиваемой по нефтепроводу. В этой связи актуальным является разработка технологии и оборудования для обеспечения автоматизации процесса компаундирования высокосернистых нефтей.
Использование существующих устройств для определения содержания свободного газа (УОСГ) позволяет контролировать дискретно лишь незначительную часть потока нефти, отбираемой пробозаборным устройством, и не обеспечивает требуемую представительность проб всему потоку. Перспективным является определение свободного газа в товарной нефти, основанное на создании бесконтактных радиоизотопных приборов, позволяющих обеспечить непрерывное измерение содержания свободного газа и плотности жидкости по всему сечению трубы. Актуальным является разработка методики измерений содержания свободного газа и введения поправки при учете нефти на основе показаний бесконтактного радиоизотопного прибора.
В условиях работы по оказанию услуг производителям по перекачке нефти по тарифам, существующие методики, основанные на решении уравнения баланса валовых объемов, не позволяют определять остатки нефти производителей расчетным путем в системе трубопроводного транспорта. Поэтому для учета перекачиваемой нефти, когда осуществляется распределение валового объема по партиям и маршрутам, необходимо разработать методику, позволяющую
определять остатки нефти производителей в ОАО МН, принявшего нефть в систему и остатки, находящиеся за пределами ОАО МН.
Методы и средства повышения эффективности эксплуатации нефтепроводов с применением противотурбулентных присадок на основе высокомолекулярных полимеров, полимерных гелей, компаундирования разносортных нефтей, повышения достоверности учета нефти при наличии свободного газа, вопросы учета остатков нефти в учетно-расчетных операциях, разработанные Л.И. Седовым, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Л. Повхом, Ю.П. Белоусовым, Л.К. Алтуниной, Л.М. Труфакиной, В. Н. Антипьевым, И.Р. Байковым, А.Г. Гумеровым, А.К. Галлямовым, В.Ф. Новоселовым, A.M. Шаммазовым, Р.С. Гумеровым, В.Е. Губиным, Е.Л. Левченко, М.В. Лурье, В.И. Мароном, Б.Н. Мастобаевым, В.В. Новоселовым, В.Н. Манжаем, Г.В. Несыном, А.Д. Прохоровым, С.Н. Челинцевым, К.Р. Ахмадуллиным, Ш.И. Рахматуллиным, В.Н. Дегтяревым, В.А. Кратировым, С.К. Евлаховым, Н.А. Козобковой, П.П. Кремлевским, Б.А. Бариновым, P.G. de Gennes, J.L. Lumley, P.S. Virk и другими учеными, позволили создать новые технические и технологические решения, обеспечившие прогресс на магистральном трубопроводном транспорте.
В последнее время наметились новые направления по всем перечисленным выше проблемам, в связи с чем появилась необходимость в их развитии, обобщении и анализе.
Основные исследования по диссертационной работе выполнены в соответствии:
программой повышения надежности и безопасной эксплуатации трубопроводного транспорта на территории Республики Башкортостан на 2004 -2008 годы;
целевой территориально-отраслевой научно-технической программы «Нефть и газ» Томской области;
Целью диссертационный работы является повышение надежности и эффективности эксплуатации магистральных нефтепроводов на основе применения современных мировых и отечественных достижений в области
синтеза высокомолекулярных полимеров, используемых в качестве противотурбулентных присадок, совершенствования технологии применения гелевых разделителей, совершенствования методов и средств компаундирования разносортных нефтей, методических и технических решений учетно-расчетных операций в условиях наличия свободного газа в перекачиваемой товарной нефти.
Основные задачи исследований
Определить критериальные условия, характеризующие турбулентный режим перекачки нефти с противотурбулентной присадкой по конкретному нефтепроводу, при которых будет иметь место эффект снижения гидравлического сопротивления.
Показать эффективность и возможность создания противотурбулентной присадки на отечественной сырьевой и производственной базе на основе проведения опытно-промышленных испытаний на магистральных нефтепроводах.
Разработать технологию частичной компенсации пропускной способности системы параллельных нефтепроводов большого диаметра при плановых ремонтах за счет использования противотурбулентных присадок на лимитирующих сегментах нефтепроводной системы.
3. Разработать новые композиции полимерных гелей, обладающие
поршневым эффектом движения в магистральном трубопроводе, отличающиеся
способностью к самовосстановлению формы после прохождения сужений,
псевдопластичностью и вязкоупругостью, позволяющие полностью
предотвращать перетоки разделяемых жидкостей и сохранять функциональную
целостность в процессе прогона по трубопроводу при очистке его полости от
водных, газовых скоплений и механических примесей.
Разработать теоретические основы кинематики и динамики гелевых очистных устройств, позволяющие прогнозировать обоснованные минимальные размеры гелевых пробок.
Разработать и внедрить новую технологию компаундирования нефтей,
предусматривающую процесс автоматизированного смешения разносортных нефтей непосредственно в приемном коллекторе подпорной насосной.
Установить корреляционные зависимости между содержанием серы, воды и величиной плотности для смеси высокосернистых нефтей, позволяющие исключить из технологической схемы дорогостоящие измерители содержания серы и воды. Разработать методику регулирования процессом смешения разносортных нефтей по нескольким параметрам качества.
Решить проблему учета свободного газа при коммерческих учетно-расчетных операциях, связанных с определением количества нефти перекачиваемой по магистральным нефтепроводам на основе создания и внедрения высокоэффективных методов и технических средств определения содержания свободного газа и плотности товарной нефти с использованием бесконтактных радиоизотопных приборов.
Разработать математическую модель и на ее основе создать методику определения остатков нефти производителей в каждой отдельной подсистеме, а также в системе магистральных трубопроводов в целом, позволяющие определять критерии, на основе которых рекомендуется организовать мониторинг грузопотоков нефти.
Методы решения задач
При решении поставленных задач использовались аналитические и численные методы решения дифференциальных уравнений, методы планирования экспериментов и математической статистики
Для подтверждения выводов и реализации предложенных в работе расчетных методов использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных испытаниях.
Научная новизна
1. Определены необходимые и достаточные условия возникновения
эффекта Томса - снижения турбулентного трения в трубопроводах при
транспортировке углеводородного сырья
Установлена взаимосвязь между молекулярной массой и гидравлической эффективностью полимерных противотурбулентных присадок.
На основе низкочастотного вибрационного метода измерения вязкостных и деформационно-прочностных свойств гелей экспериментально определен компонентный состав для приготовления гелевых пробок и разделителей, обеспечивающих очистку, а также вытеснение воды при опрессовках нефтепроводов. Разработаны научные основы и методика определения рациональных размеров гелевых пробок, учитывающих условия их применения.
Получены корреляционные зависимости для определения параметров качества нефти по содержанию серы и воды от плотности нефти, позволившие разработать новую технологическую схему автоматизированного процесса компаундирования разносортных нефтей по нескольким параметрам качества.
Разработан комплекс радиоизотопного аппаратурного обеспечения, а также метод контроля и измерения количественного содержания свободного газа в нефти и плотности газожидкостной смеси, основанный на результатах теоретических и экспериментальных исследований взаимодействия гамма излучения изотопов с потоком нефти.
Показано влияние содержания свободного газа в нефти на погрешность измерения расхода объемными счетчиками (турбинными преобразователями расхода ('11 IP)). Установлено, что содержание свободного газа приводит к одинаковой погрешности как при учете нефти в массовых единицах, так и при учете нефти в объемных единицах. Разработаны научно-методические основы и алгоритм корректировки показаний турбинного преобразователя расхода (ТІ IP), позволившие решить задачу автоматизированного определения массы брутто жидкости на основе непрерывного измерения содержания свободного газа в
перекачиваемой нефти.
7. Получены уравнения для определения плотности жидкости и содержания
свободного газа, обеспечивающих инвариантность результатов измерения к
изменению компонентного состава контролируемой среды.
8. На основе решения системы уравнений материального баланса
транспортируемой нефти по сложной системе магистральных нефтепроводов
разработана методика расчета остатков нефти производителей, позволяющая
производить сверку расчетных данных с данными инвентаризации и мониторинг
грузопотоков.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Разработана математическая модель влияния полимерных добавок на турбулентный поток и получены на ее основе предельные условия проявления эффекта Томса, характеризуемые пороговым числом Рейнольдса, что дает возможность установить:
целенаправленные требования к синтезу полимерных противотурбулентных присадок с учетом конкретных реальных условий их использования;
- прогнозировать целесообразность применения противотурбулентных
присадок на нефтепроводе, транспортирующем нефть с заданными физико-
химическими свойствами.
Полученные в работе результаты исследований гидравлической эффективности полимерных присадок позволяют прогнозировать и регламентировать технологию перекачки, обеспечивающую:
повышение пропускной способности действующих нефтепроводов;
частичную компенсацию пропускной способности системы параллельных нефтепроводов большого диаметра при проведении плановых ремонтов за счет снижения гидравлического сопротивления на лимитирующих участках.
Разработанная методология и автоматизированная система
компаундирования разносортных нефтей с использованием анализаторов серы на потоке внедрена на действующих объектах ОАО «АК «Транснефть», в частности на НПС «Нурлино» магистрального нефтепровода Нижневартовск - Курган -Куйбышев.
Полученные в работе методические основы и комплекс приборного обеспечения измерения содержания свободного газа в перекачиваемой нефти внедрены на НПС «Нурлино» нефтепровода Нижневартовск - Курган -Куйбышев.
Основными практическими результатами работы являются методы решения задач повышения эффективности системы учета нефти и эксплуатации магистральных нефтепроводов, включенные в отраслевые нормативно-технические документы и стандарты предприятий:
м «Правила испытаний линейной части действующих магистральных нефтепроводов». РД 153-39.4Р-118-02, раздел 5.3 и приложение Н.
«Рекомендация» - «Объемная доля свободного газа в товарной нефти». -Методика измерений установкой «Фактор» на НПС «Нурлино» ОАО «Уралсибнефтепровод» ОАО «АК «Транснефть» (ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии», г. Казань, 2004 г.);
«Рекомендация» - «Объемная доля свободного газа в товарной нефти». -Методика измерений установкой РИСГН на НПС «Нурлино» ОАО «Уралсибнефтепровод» ОАО «АК «Транснефть» (ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии», г. Казань, 2004 г.);
«Рекомендация» - «Объемная доля свободного газа в товарной нефти». -Методика измерений установкой УВСГ на НПС «Нурлино» ОАО «Уралсибнефтепровод» ОАО «АК «Транснефть» (ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии», г. Казань, 2004 г.).
«Рекомендация» - «Методика выполнения измерений объема и массы свободного газа в нефти с помощью радиоизотопных измерителей свободного газа в составе систем измерений количества и показателей качества (СИКН) (ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И.
Менделеева, г. Санкт-Петербург, 2005 г.).
Экономический эффект от использования рекомендаций по диссертационной работе составил 78,4 млн. руб.
Апробация работы
Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались на:
X Всесоюзном семинаре по проблемам трубопроводного транспорта, Уфа, 1987;
XI Всесоюзном семинаре по проблемам трубопроводного транспорта, Уфа, 1988;
Международном семинаре «Проблемы сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти и газа», Уфа, 1988;
Научн. конф. «Ускорение научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности». - Томск, 1990;
Международной научно-технической конференции 22-24 октября 1996 г., Санкт-Петербург, 1996;
11-й международной научно-практической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», апрель 2000 г., Санкт-Петербург, 2000;
III Конгрессе нефтегазопромышленников России 22-25 апреля 2001 г., Уфа, 2001;
- 12-й международной научно-практической конференции 23-25 апреля
2002 г., Санкт-Петербург, 2002;
IV Конгрессе нефтегазопромышленников России 20-23 мая 2003 г., Уфа, 2003;
Научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» Международной специализированной выставки «Нефть, газ, техгологии-2004» 19 мая 2004 г. Уфа, 2004;
- VI Конгрессе нефтегазопромышленников России 24-27 мая 2005 г., Уфа, 2005.
Международной учебно-научно-практической конференции
«Трубопроводный транспорт -2005», г. Уфа, 2005.
На защиту выносится
1. Методология и требования к синтезу и применению на нефтепроводах
противотурбулентных присадок с учетом конкретных условий их использования
на основе предложенного критерия - порогового числа Рейнольдса.
Результаты промышленных исследований противотурбулентных присадок и обоснование эффективности и возможности их создания на отечественной сырьевой и производственной базе.
Технология частичной компенсации пропускной способности системы параллельных нефтепроводов большого диаметра при плановых ремонтах за счет использования противотурбулентных присадок на лимитирующих участках нефтепроводной системы.
Технология формирования и использования гелевых пробок с определением их минимальных размеров, позволяющих предотвращать смешение вытесняющей и вытесняемой жидкостей в процессе прогона по нефтепроводу при очистке его полости от водных, газовых скоплений и механических примесей.
Новая технология компаундирования нефтей, предусматривающая процесс автоматизированного смешения разносортных нефтей непосредственно в приемном коллекторе подпорной насосной.
Результаты создания и внедрения высокоэффективных методов и технических средств определения плотности и содержания свободного газа в товарной нефти, основанных на разработанных бесконтактных радиоизотопных приборах, обеспечивающих совершенствование учета нефти.
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 47 работ, в том числе получено 11 патентов Российской Федерации.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, приложений, изложена на 310 страницах машинописного текста, содержит 35 рисунков, 42 таблицы и список литературы из 273 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформированы цель и основные задачи исследований, приведена общая характеристика работы.
В первой главе проведено исследование вопросов увеличения пропускной способности нефтепроводов применением полимерных присадок для снижения гидравлического сопротивления.
В разделе 1.1 рассмотрены вопросы применения противотурбулентных присадок в трубопроводном транспорте.
Проблему повышения производительности магистральных трубопроводов можно решить увеличением числа или мощности насосных агрегатов, применяемых на перекачивающих станциях. Однако, это требует значительных материальных затрат и длительного времени. Поэтому снижение гидравлического сопротивления в трубопроводах, приводящее к увеличению производительности трубопроводов при тех же установленных насосных агрегатах, представляет значительный интерес. Важным в этом направлении является разработка и применение различных полимерных присадок, снижающих гидравлическое сопротивление в трубопроводах.
Одной из важнейших проблем, над решением которой работают ученые, является снижение общих затрат на перекачку товарной нефти.
В зависимости от поставленной цели использование присадок позволяет увеличить пропускную способность при заданном перепаде давления или уменьшить перепад давления при постоянном расходе за счет гашения турбулентности потока.
В общем случае при оценке возможности применения противотурбулентных присадок учитываются гидродинамические и геометрические характеристики трубопровода, физико-химические свойства перекачиваемой среды, определяющие наличие необходимого условия проявления эффекта - турбулентного режима течения. Результаты экспериментов при этом представляются в виде зависимости эффекта от числа Рейнольдса,
упуская из виду величину напряжения сдвига на стенке трубы. Многочисленными исследованиями установлено наличие порогового напряжения сдвига, начиная с которого противотурбулентная присадка работает как агент снижения гидравлического сопротивления.
В разделе 1.2 проведены исследования необходимости и достаточности условий возникновения эффекта Томса. Известно, что необходимым условием проявления эффекта Томса является наличие турбулентности потока. В идеальном случае полного подавления турбулентности гидросопротивление в трубопроводе станет равным гидросопротивлению с ламинарным законом трения жидкости о стенки трубопровода при существующем числе Рейнольдса, при котором без присадки течение было бы турбулентным. Такое допущение позволяет оценить максимально возможное снижение гидравлического сопротивления при турбулентном течении в зоне гидравлически гладких труб. Установлено, что при низких числах Рейнольдса гидравлическая эффективность противотурбулентной присадки резко уменьшается. Более того, как показано ниже, существуют пороговые числа Рейнольдса, при достижении которых эффект снижения гидравлического сопротивления отсутствует. Это дает основание утверждать, что сам факт турбулентности потока считается необходимым условием проявления эффекта Томса, но не является достаточным.
Для количественной оценки достаточных условий возникновения эффекта Томса в настоящее время используют критерий Лемли, принимающий во внимание динамическую скорость; кинематическую вязкость; время релаксации полимера, под которым подразумевается время установления равновесного состояния полимерной макромолекулы после снятия с нее внешнего воздействия (внешней нагрузки).
Неравенство, характеризующее необходимое условие для начала проявления эффекта Томса, может быть преобразовано к виду, удобному для физического и технологического анализа. Используя соотношения для динамической скорости и времени релаксации полимерных молекул, получено критериальное уравнение для порогового числа Рейнольдса.
Из этого уравнения следует, что гидравлическая эффективность противотурбулентной присадки зависит не только от молекулярной массы полимера, но и от величины характеристической вязкости, которая характеризует термодинамическую совместимость полимера с растворителем. Кроме того, из этого же уравнения следует, что на величину порогового числа Рейнольдса и, следовательно, на эффективность противотурбулентной присадки влияют конкретные условия ее применения, а именно, диаметр трубопровода, кинематическая вязкость нефти.
Количественная оценка величины «пороговых» значений одной из основных характеристик турбулентности, например, частоты пульсаций, а тем самым достаточности условия возникновения эффекта Томса.
Известно, что при турбулентном течении вблизи твердой поверхности имеют место возникновение и выброс во внешнюю часть потока вихревых структур.
Случайный характер в пространстве и времени обуславливает турбулентность. Установлено, что интенсивность и средняя частота возникновения указанных вихревых структур зависят от параметров осредненного течения. Из решения нестационарной задачи образования и распада вязкого подслоя получен частотный критерий достаточности проявления эффекта Томса при турбулентном режиме течения полимерной жидкости в трубе.
В разделе 1.3 приведена количественная оценка характеристической вязкости раствора нефти и противотурбулентной присадки и порогового числа Рейнольдса.
Известны формулы, предложенные различными исследователями для определения вязкости бинарных смесей ньютоновских жидкостей. Возможность их применения изучалась только для смеси углеводородных жидкостей. При этом исследования базировались на сопоставлении величин коэффициента вязкости смеси, подсчитанного по формулам и определенного экспериментально. Была проведена проверка возможности использования для определения вязкости смеси углеводородных ньютоновских жидкостей форм>'л правила аддитивности,
Арренариуса, Лига-Бингама, Долезалена-Шульце, Кондаля-Монроэ, Вальтера, Здановского. Наиболее приемлемой формулой для определения вязкости двух ньютоновских взаиморастворимых углеводородных жидкостей, в том числе смеси нефти и полимерной присадки, является форлгула Вальтера. Для расчёта характеристической вязкости используются формула Соломона - Сьюта.
На основе вышеизложенных моделей вязкостных характеристик выполнены расчеты характеристической вязкости растворов нефти и полимерной присадки, и её приложение к расчёту области эффективности присадок. Из результатов расчёта установлено, что увеличение молекулярной массы полимерной присадки с 0,3-106 кг/моль до 20-106 кг/моль кратно снижает пороговое число Рейнольдса, т.е. значительно увегагчивает турбулентную зону эффективности присадки.
В разделе 1.4 исследована взаимосвязь между молекулярной массой и гидравлической эффективностью полимерных противотурбулентных присадок
Экспериментально установлено, что эффект воздействия полимерных добавок на турбулентный поток растёт приблизительно линейно с увеличением среднеквадратичного размера макромолекулярных клубков. Поскольку длину полимерной цепи, а соответственно размер макромолекулярных клубков, можно увеличивать за счёт наращивания молекулярной массы, то гидродинамическая эффективность, как это следует из представленных кривых, увеличивается с ростом молекулярной массы полимерной добавки. Характер экспериментальных зависимостей позволяет сделать вывод о том, что должна существовать для конкретных заданных условий своя минимально -допустимая молекулярная масса, при которой эффект снижения трения будет отсутствовать.
На основе понятия порогового числа Рейнольдса, определяющего предельные условия существования эффекта Томса, были выполнены примеры расчёта зависимости порогового числа Рейнольдса от величины молекулярной массы полимерных присадок.
В разделе 1.5 приведены результаты исследований эффективности полимерных присадок на турбулентное течение нефти при низких числах Рейнольдса.
Целью исследований было проверить наличие эффекта Томса - снижения гидравлического сопротивления турбулентного потока при сравнительно низких числах Рейнольдса.
Дело в том, что при низких числах Рейнольдса, когда течение близко к ламинарному, эффект снижения гидравлического сопротивления хотя стремится к нулю, тем не менее он должен присутствовать, если Число Рейнольдса больше порогового числа Рейнольдса. Для доказательства указанного были использованы результаты лабораторных исследований влияния высокомолекулярного полимера на гидравлическое сопротивление при перекачке маловязкой нефти.
В разделе 1.6 приведены результаты опытно-промышленных испытаний отечественной противотурбулентной присадки на действующих магистральных нефтепроводах.
На магистральном нефтепроводе «Александровская - Анжеро-Судженск» диаметром 1220 мм и длиной 424 км проведены испытания присадки «ВИОЛ», представляющей собой 10 %-ный раствор сополимера а - олефинов в гептане.
Целью экспериментальных исследований, проведенных на магистральном нефтепроводе Тихорецк-Новороссийск, явилось изучение влияния этой же присадки, вводимой на начальном участке нефтепровода, на его эксплуатационные характеристики.
В разделе 1.7 исследованы вопросы сохранения пропускной способности системы нефтепроводов при плановых ремонтных работах за счет ввода присадки для снижения гидравлического сопротивления на лимитирующих участках с помощью мобильных установок.
При проведении ремонтных работ на одном из двух параллельных нефтепроводов, соединенных между собой перемычками, как правило, отключается участок между НПС одного из нефтепроводов. При этом перекачка ведется по параллельному участку другого нефтепровода, который является
лимитирующим по пропускной способности. Увеличение пропускной способности лимитирующего участка возможно за счет ввода противотурбулентных присадок «ВИОЛ», фирмы Conoco позволяющих снизить его гидравлическое сопротивление.
Во второй главе рассмотрены вопросы разработки рецептуры и технологии применения полимерных гелей для выноса водных и газовых скоплений, а также механических примесей из полости нефтепроводов.
В разделе 2.1 отмечается, что в настоящее время ни одна из известных механических конструкций очистных устройств (ОУ) не может эффективно использоваться в трубопроводах переменного диаметра, технологических трубопроводах нефтеперекачивающих станций, проходить в полости трубопровода или места, имеющих сужения.
Разработаны полимерные гели на основе водного раствора полиакриламида (ПАА), обладающие поршневым эффектом движения в трубопроводе, отличающиеся псевдопластичностью, вязкоупругостью, когезионностью, способностью к самовосстановлению формы.
Рекомендованные полимерные гели способны выполнять большинство функций обычных механических ОУ и имеют следующие преимущества:
- обтекают препятствия или проходят через сужения, восстанавливая затем
свою форму и свойства до первоначальных;
- не требуют специальных камер для пуска и приема, а могут быть
закачаны в полость трубопровода через любую задвижку с проходным сечением
50-200 мм;
- обеспечивают высокую степень герметичности, предотвращают перетоки
разделяемых жидкостей;
- позволяют эффективно удалять из трубопровода водные и газовые
скопления.
Наличием положительных свойств полимерные гели обязаны своему специфическому реологическому поведению. В разделе проведено подробное изучение комплекса реологических (механических, структурно-механических)
свойств растворов и гелей полимеров, а именно структурированных систем. Анализ форм кривых течения показывает, что растворы ПАА проявляют ньютоновские свойства, только до концентрации 1 % и менее. При более высоких концентрациях растворы ПАА имеют ярко выраженные неньютоновские свойства. Жидкости относятся к классу псевдопластичных. Вязкость растворов ПАА можно увеличить на несколько порядков за счет дополнительного сшивания макромолекул ПАА и образования трехмерной сетки. В разделе изучена кинетика гелеобразования и показано влияние на скорость сшивания температуры, рН-среды, концентрации и соотношения компонентов.
Для изучения взаимосвязи между вязкостью и деформационно-прочностными свойствами полимерных гелей - разделителей предложено в качестве критерия использовать величину механического сопротивления, оценка которого проводилось вибрационным методом, основанного на измерении параметров колебательной системы зонда, погруженного в испытуемый материал.
Одним из важных моментов, влияющим на процессы формирования и движения полимерных гелей-разделителей, являются вопросы адгезии геля к поверхности трубопровода. В настоящее время не существует прямых методов определения адгезии гелей. Для всесторонней оценки влияния адгезии разработана методика определения адгезии, основанная на измерении поверхностного натяжения и краевых углов смачивания.
На основании результатов комплекса исследований определены оптимальные соотношения компонентов и разработана технология приготовления полимерных гелей.
Наиболее термодинамически устойчивы гели с концентрацией исходного раствора 2,0 - 3 % ПАА, формалина 1,5 %.
Для приготовления геля - разделителя рекомендуются следующие компоненты, % масс:
полиакриламид ТУ 6-16 2538-81 в виде сухого порошка 1,5 - 3,0;
формалин ГОСТ 1625-75 0,5 - 2,0;
водорастворимый полимер поливинилпиридиний-метилсульфат (ЧС) по
ТУ 6-14-22-103-82 0,5-1,0;
- вода до 100 %.
Для приготовления геля-разделителя оптимальным является следующий
состав, % масс:
полиакриламид 2,0; -формалин 1,5; -ЧС 0,5;
вода остальное.
При этом время созревания данного геля-разделителя составляет 24 часа.
Показано, что имеется возможность сокращения времени получения гелеобразных разделителей добавлением в 2 % раствор ПАА гидроксида щелочного металла с последующей вьщержкой в течение 3 часов и смешением с 14 - 38 об. % алюмоаммониевых квасцов.
В разделе 2.2 разработана методика определения минимальных размеров гелевых пробок, достаточных для обеспечения технологической задачи очистки полости трубопровода от водных скоплений. Необходимый объем закачиваемого в нефтепровод полимерного геля определяется с учетом длины очищаемого участка нефтепровода и его диаметра, а также скорости перекачки.
В разделе 2.3 приведена технология приготовления гелеобразного разделителя на основе водного раствора полиакриламида и формалина.
В разделе 2.4 приведены данные по промышленным испытаниям гелеобразного разделителя для выноса водных скоплений и опрессовки линейной части магистральных нефтепроводов.
В третьей главе проведено исследование процесса и решение проблем компаундирования разносортных нефтей.
В разделе 3.1 приводится критический анализ существующих технологий компаундирования разносортных нефтей.
Установлено, что по сравнению с компаундированием нефтей в резервуарах, компаундирование непосредственно в трубопроводе имеет большие экономические преимущества, так как оно позволяет снизить капитальные
вложения за счет сокращения числа резервуаров, уменьшения территории станции смешения и позволяет снизить эксплутационные затраты.
В разделе 3.2 рассмотрена технология ручного управления процессом компаундирования нефтей. Показано, что при технологии ручного управления процессом компаундирования нет возможности оперативно реагировать на изменение содержания серы в смешивающихся потоках и поддерживать заданное содержание серы в потоке смеси, откачиваемой по нефтепроводу.
В разделе 3.3 проведен анализ технологии и оборудования для решения задачи обеспечения автоматизации процесса компаундирования высокосернистых нефтей.
В целях автоматизации управления процессом смешения разносортных нефтей предложено:
1. Установить поточный анализатор серы, позволяющий автоматически
непрерывно измерять содержание серы в потоке нефти. Предусмотреть пропуск
потока смеси через анализатор содержания серы, соединив последовательно с
технологической обвязкой блоки измерения качества на узле учета нефти (УУН).
Предусмотреть для обеспечения автоматического управления и контроля за процессом компаундирования смешение нефтей в приемном коллекторе подпорной насосной магистрального нефтепровода (в отличие от существующей технологии смешения в резервуарном парке) осуществлять посредством монтажа технологического трубопровода, соединяющего узел учета нефти и приемный коллектор подпорной насосной.
Предусмотреть в качестве исполнительного органа для регулирования производительности подкачки высокосернистой нефти применение существующих электроприводных заслонок фирмы, сохранив за ними функцию регулятора давления, предусмотренную проектом.
Применить в качестве управляющего устройства контроллеры, установив их в местном диспетчерском пункте НПС.
Поддержание заданных показателей качества (например содержания серы) компаундированной смеси обеспечивается путем регулирования расхода
высокосернистой нефти заслонками. При этом применяется пропорциональный закон регулирования с обратной связью методом последовательных приближений. Система поддерживает давление на узле учета нефти не ниже установленного минимального значения в целях исключения кавитации для обеспечения достоверности учета с помощью турбинных преобразователей расхода ('II IP). Смешение высокосернистых нефтей осуществляется на приемной линии подпорных насосных агрегатов нефтепровода.
Автоматизированная система компаундирования внедрена на НПС «Нурлино» нефтепровода НКК.
В разделе 3.4 дается описание новых принципов построения и методов управления процессом компаундирования по нескольким параметрам качества. Разработана усовершенствованная схема компаундирования, когда на смешение подается два или более потоков высокосернистых нефтей с обеспечением контроля и поддержания нескольких заданных параметров качества (например содержания серы, плотности, содержания хлористых солей и воды).
В данной схеме компаундирования используется алгоритм управления потоками нефти на основе использования уравнений материального баланса параметров качества. При этом обеспечивается оперативность регулирования за счет уменьшения времени достижения равновесного состояния по сравнению с пропорциональным регулированием. В частности, для регулирования содержания серы используется уравнение материального баланса. Разработана функциональная схема автоматизации процесса управления.
В разделе 3.5 показана возможность использования корреляционной зависимостей между некоторыми параметрами качества для снижения затрат при компаундировании разносортных нефтей.
Система регулирования компаундированием нефтей по нескольким параметрам качества может эффективно работать, когда на каждом потоке установлены средства измерения показателей качества, например, измерителей содержания серы, плотности, хлористых солей, воды. Целесообразно с экономической точки зрения рассмотреть возможность эффективного
регулирования компаундированием нефти по нескольким параметрам качества без установки во входящих потоках некоторых дорогостоящих измерителей качества, например измерителя содержания серы, измерителя содержания воды.
Анализ лабораторных данных по параметрам качества нефти по содержанию серы, плотности и воды показывает, что между этими параметрами существует корреляционная зависимость. При неизменном значении содержания воды, в случае увеличения содержания серы наблюдается увеличение плотности, и наоборот, при уменьшении содержания серы наблюдается уменьшение плотности.
Аналогичная корреляционная зависимость существует между значением плотности и содержанием воды при неизменном значении содержания серы.
Поэтому исключение установки анализатора содержания серы и/или влагомера во входящих потоках можно достичь за счет использования корреляционной зависимости между содержанием серы и плотности, корреляционной зависимости между содержанием воды и плотности при регулировании процесса компаундирования.
Корреляционную зависимость между значениями содержания серы и плотности можно установить из статистических данных диспетчерской службы или по экспериментальным данным за определенный период времени (месяц, квартал и т.д.).
Для установления зависимости между значениями серы и плотности была использована теория линейной регрессии
Сравнение расчетных данных содержания серы по уравнению и среднесуточных среднеарифметических значений содержания серы в вахтовых пробах показывает, что расхождение между ними не превышает 1,6 %, что приемлемо практики компаундирования.
Как правило, содержание воды в нефти составляет небольшую величину в пределах от 0,15 до 0,28 %, поэтому ее влияние на изменение плотности нефти можно не учитывать.
Однако в ряде случаев при низких скоростях перекачки из потока нефти
может выделиться вода и скапливаться на пониженных участках рельефа трассы. При увеличении перекачки до скоростей выше некоторой критической величины происходит вынос воды, что может привести к обводнению нефти больше допустимых значений и содержание воды может достигать 3%.
В работе приведены результаты исследований взаимозависимости плотности нефти и воды от содержания воды при постоянных значениях прочих параметров (содержания серы, механических примесей, хлористых солей).
Эмпирическую зависимость между содержанием воды и плотности нефти также можно определить на основе статистической обработки опытных данных
Использование корреляционных зависимостей позволяет упростить функциональную схему управления процессом компаундирования. Для этого измеритель содержания серы и измеритель содержания воды устанавливается только на общем потоке.
Усовершенствованная система компаундирования внедрена на НПС «Нурлино» нефтепровода НКК.
В четвертой главе проведено исследование проблем свободного газа в товарной нефти.
В разделе 4.1 приводятся анализ исследований потоков товарной нефти для выявления в ней свободного газа и измерения его количества на магистральных трубопроводах. Причиной их проведения послужило различие в количествах нефти, принятой к транспортировке и сданной потребителю, обусловленное наличием в потоке нефти остаточного свободного газа.
По мере прохождения партии нефти через нефтеперекачивающие станции свободный газ в нефти может улетучиться в атмосферу, тогда его количество на конечной станции окажется меньше, чем на начальной. Поскольку свободный газ влияет на показания турбинного преобразователя расхода, измеренное количество нефти на выходе системы трубопроводного транспорта будет меньше, чем на входе системы.
Показана необходимость разработки бесконтактного прибора,
позволяющего измерять с высокой точностью содержание свободного газа в
нефти и определять его распределение по сечению потока. Измерения должны были проводиться непосредственно в измерительной линии коммерческого узла учета нефти без влияния на гидравлические характеристики потока. Для решения этой проблемы была использована исследовательская установка «Фактор».
Принцип работы установки «Фактор» заключается в облучении контролируемого вещества узким пучком прямого гамма излучения блоком гамма излучения (БГИ) и регистрации ослабленного сигнала блоком детектирования.
Ослабление узкого пучка прямого гамма излучения контролируемым веществом подчиняется экспоненциальному закону.
Прибор используется для исследования потока и позволяет методом последовательного сканирования по хордам поперечного сечения трубы определять содержание свободного газа в каждой хорде сечения
Установка обеспечивала измерение содержания свободного газа в нефти в диапазоне 0-4 % с абсолютной погрешностью ± ОД % и могла работать на трубопроводах Ду250-Ду400.
В разделе 4.2 представлены результаты исследования возможностей радиоизотопного метода измерения плотности нефти и содержания свободного газа.
Показано, что преимуществом радиоизотопных методов контроля параметров газожидкостных потоков является их бесконтактность с потоком, непрерывность измерения, реализация требуемой представительности по всему сечению потока.
Установлено, что указанные методы достаточно чувствительны к флуктуациям плотности контролируемой среды, характерным для газожидкостных потоков, а также к изменению ее компонентного состава.
Предложен новый метод обработки сигналов прямого и рассеянного излучения, обеспечивающий инвариантность результатов измерения плотности нефти относительно ее компонентного состава.
В разделе приведена схема разработанного радиоизотопного измерителя свободного газа в нефти (РИСГН-1), реализующего предложенный метод
измерения.
Устройство содержит блоки источников гамма-излучения (БГИ), блок детектирования (БД) и вычислительное устройство (ВУ). Блоки БГИ 1 и БД 4 расположены с противоположных сторон трубопровода 6 по его диаметру. Блоки БГИ 2 и БГИ 3 расположены на противоположных сторонах трубопровода по хорде, перпендикулярной указанному диаметру.
С помощью БГИ 1 контролируемую среду облучают узким пучком ионизирующего излучения, для чего БГИ 1 включает коллиматор, формирующий этот пучок. Одновременно контролируемую среду облучают двумя широкими пучками ионизирующих излучений, охватывающими все сечение трубопровода. При этом на БД 4 поступает прямое излучение, прошедшее через среду, а также излучение, рассеянное контролируемой средой и стенками трубопровода.
Определение плотности жидкости с помощью прибора РИСГН-1 осуществляют следующим образом: выделяют из информационного сигнала, сформированного при регистрации рассеянного излучения, последовательность отсчетов, соответствующую однородной жидкости; аналогично выделяют из информационного сигнала, сформированного при регистрации прямого излучения, последовательность отсчетов, соответствующую однородной жидкости.
Получены экспериментальные зависимости, связывающие плотность жидкости, массовый коэффициент ослабления прямого излучения со средней величиной отсчета в последовательности, выделенной для однородной жидкости из сигнала, полученного при регастрации рассеянного излучения. Идентификация принадлежности выборок сигналов от прямого и рассеянного излучений производилась вычислением структурной или автокорреляционной функций и сравнением их с пороговым значением, полученным для однородной жидкости.
Получено выражение плотности нефти, являющееся инвариантным относительно компонентного состава нефти.
Определение содержания свободного газа осуществляют путем совместной обработки отсчетов в выборке, сформированной при регистрации рассеянного
излучения, и в выборке, сформированной при регистрации рассеянного излучения и принадлежащей последовательности, выделенной для однородной жидкости
Разработаны алгоритмы обработки сигналов в вычислительном устройстве, реализованные в виде программы в реальном масштабе времени для встроенного в вычислительном устройстве контроллера.
В разделе 4.3 приводятся результаты промышленных испытаний радиоизотопного измерителя содержания свободного газа в нефти.
Испытания радиоизотопного прибора были выполнены на стенде, созданном на базе существующей схемы узла учета нефти, блока измерительных линий, блока измерения качества, системы обработки информации, трубопоршневой поверочной установки «Daniel», используемой для поверки и контроля метрологических характеристик ТПР.
В качестве средства для измерения расхода контролируемой среды в измерительной линии использован ТПР. В качестве средства для измерения содержания свободного газа использован РИСГН-1.
При испытании проверки работоспособности прибора РИСГН-1 определение содержания свободного газа производилось по результатам измерений объема нефти по ТПР контрольной (рабочей) линии и объема нефтегазовой смеси по ТПУ за время прохождения поршня от одного детектора ТПУ до другого.
Определялось отклонение между значением объемного газосодержания в нефтегазовой смеси, определенным РИСГН и значением объемного газосодержания, определенным по показаниям ТПР контрольной линии и ТПУ.
Величина отклонения находилась в пределах допустимой абсолютной погрешности і 0,2 %.
На основании положительных результатов испытаний прибор РИСГН-1 внесен в государственный реестр средств измерений.
Создание и внедрение прибора типа РИСГН-1, позволяющего оперативно обнаруживать и измерять количество свободного газа, обеспечили новые возможности совершенствования учета нефти при ее транспортировке, и
информировании диспетчерской службы о наличии в потоке нефти свободного газа.
В разделе 4.4 дается описание установки и аппаратуры для воспроизведения и исследования потоков жидкостей, содержащих пузырьки свободного газа.
Рассматриваемый комплекс служит для исследований, испытаний и поверки бесконтактных измерителей содержания свободного газа в многофазных и многокомпонентных потоках, транспортируемых трубопроводами (например, потоках нефти).
Основной непосредственной задачей, которая решается с помощью комплекса, является экспериментальное определение погрешности измерений объемной доли свободного газа в жидкости радиоизотопной аппаратурой и оценка влияния на погрешность измерений.
В разделе 4.5 приводятся результаты промышленных исследований потока товарной нефти на измерительных линиях узлов учета нефти нефтепровода Нижневартовск - Курган - Куйбышев (НКК) с использованием радиоизотопного метода измерения свободного газа. Исследовались следующие потоки:
1. Поток, формируемый при номинальном режиме перекачки и учета
нефти, поступающий на узел учета нефти из магистрального трубопровода
по направлению НКК (режим 1). Режим работы нефтеперекачивающей
станции (НПК) с подключенными резервуарами.
Поток из резервуарного парка с отстоявшейся нефтью, направляемый на вход подпорных насосов НКК (режим 2).
Поток из резервуарного парка с отстоявшейся нефтью, направляемый на вход подпорных насосов НКК с подачей в поток атмосферного воздуха от компрессора, подключенного к входу подпорного насоса (режим 3).
Формирование исследуемых потоков и схема их движения при перекачке и учете нефти, транспортируемой по направлению НКК, представлены на технологической схеме УУН-20.
Приведены экспериментальные данные:
- сравнительных измерений плотности жидкости в реальных потоках товарной нефти и в потоках с искусственно увеличенным содержанием свободного газа радиоизотопной установкой «Фактор-400», установленной на рабочей измерительной линии УУН и вибрационным плотномером SN-
7830;
- измерений содержания свободного газа в потоках товарной нефти на
режимах работы линии 1,2,3;
- измерений распределения по поперечному сечению измерительной линии
относительных отклонений плотности нефтегазоводяной смеси от ее
максимального значения в сечении.
Отклонения значений плотности, полученных прибором «Фактор-400» и вибрационным плотномером SN-7830 находятся в пределах погрешности измерений, что дает основание использовать прибор «Фактор-400» в качестве измерителя плотности при ведении учетно-расчетных операций.
Пятая глава посвящена проблемам совершенствования учетно-расчетных операций товарной нефти.
В разделе 5.1 приведены результаты исследования взаимосвязи величины дисбаланса и погрешности учета нефти.
Установлено, что дисбаланс, получаемый при составлении исполнительного баланса, обусловлен погрешностью средств измерений при допущении списания потерь нефти по принятым нормам естественной убыли, учитывающих существующую технику и технологию трубопроводного транспорта, и физико-химические свойства нефтей.
Показано существенное влияние на баланс содержания свободного газа.
В разделе 5.2 рассмотрены методологические принципы оценки и учета в нефти свободного газа и погрешности учета нефти при измерении количества нефти в массовых и объемных единицах.
Массовый расход нефти через поперечное сечение трубопровода в этом случае должен рассчитываться по как среднее от произведения локальной плотности на локальную плотность нефти.
При существующем методе учета нефти в единицах массы расход определяется произведением средней локальной скорости на локальную среднюю плотность нефти.
Таким образом, погрешность массового расхода должна быть уточнена
осреднением произведения плотности и скорости, а не произведением средней скорости и средней плотности.
Показано, что учет содержания свободного газа приводит к одинаковым погрешностям при определении количества нефти в принятых в трубопроводном транспорте методах учета в объемных и массовых единицах.
В разделе 5.3 проведен анализ экспериментальных данных фазового состава товарной нефти в измерительных линиях узлов учета нефти, свидетельствующий о появлении в потоке время от времени пузырьков свободного газа в количестве до 1 % по объему.
Разработана методика и алгоритм расчета по корректировке показания 11 IP на содержание свободного газа в товарной нефти с использованием радиоизотопного измерителя свободного газа.
Программное обеспечение введения поправки на содержание свободного газа внедрено на НПС «Нурлино» и эксплуатируется в режиме индикации.
В разделе 5.4 разработана методика расчета остатков нефти производителей в подсистеме магистральных нефтепроводов, а также в системе в целом.
Для разработки методики использовалась система из двух уравнений -уравнения баланса для валовых объемов принимаемых и сдаваемых нефтей и уравнения баланса с учетом объемов распределенной нефти производителей, оформленных маршрутными поручениями, соответственно.
Решение уравнений баланса справедливо для любого ОАО МН и устанавливают взаимосвязь между остатками нефти производителей в системе ОАО МН, в системе ОАО «АК «Транснефть» и разностью между принятым количеством (валовым объемом) и распределенным количеством по маршрутным поручениям на ПСП приема (входа) нефти в систему ОАО МН, далее «Разность на входе», и разностью между сданным количеством нефти и распределенным количеством по маршрутным поручениям на ПСП сдачи (выхода) нефти из системы ОАО МН, далее «Разность на выходе».
Предлагаемая методика расчета остатков нефти производителей позволяет
путем сверки расчетных данных с данными инвентаризации своевременно выявлять расхождения между документированными и фактическими остатками, а также производить мониторинг грузопотоков нефти.
Исследование необходимости и достаточности условий возникновения эффекта Томса
Известно, что необходимым условием проявления эффекта Томса является наличие турбулентности потока [20, 37, 70, 75, 80, 81, 85]. При этом, чем выше турбулентность, тем более плоский профиль скорости потока в сечении трубопровода. При ламинарном течении профиль скорости максимально вытянут в осевом направлении.
Из гидродинамики известно, что каждому профилю скорости соответствует свой коэффициент гидравлического сопротивления, моделируемый зависимостью от числа Рейнольдса: 64/Re - для ламинарного течения, 0,3164/Re - для течения по закону Блазиуса и 0,0032 -г 0,221 Re"0,237 - для развитого турбулентного течения.
Различие в законах изменения гидравлического сопротивления связано с тем, что непосредственное влияние вязкости жидкости на сопротивление в турбулентном потоке гораздо .меньше, чем в ламинарном. Если в последнем потери напора на трение прямо пропорциональны вязкости, то в турбулентном потоке, как это следует из вышеприведенных формул, эти потери пропорциональны вязкости в степени 025.
Дело в том, что основную роль, как известно, в турбулентном потоке играют перемешивание и перенос количества движения, т.е. турбулентность. В этой связи представляется логичным считать, что ввод в поток противотурбулентной присадки изменяет профиль скорости турбулентного режима, приближая его к профилю ламинарного потока.
В идеальном случае полного подавления турбулентности гидросопротивление в трубопроводе станет равным гидросопротивлению с ламинарным законом трения жидкости при существующем числе Рейнольдса, при котором без присадки течение было бы турбулентным. Такое допущение позволяет оценить максимально возможное снижение гидравлического сопротивления при турбулентном течении в зоне гидравлически гладких труб, имеющее место при полном подавлении турбулентного течения с заданным числом Рейнольдса Чрб Re
На практике максимально возможная эффективность меньше, так как полностью ламиниризовать поток жидкости не представляется возможным. Существует так называемая асимптотика Вирка [84] для минимально достижимого коэффициента гидравлического сопротивления f-1/2=19.1og(Re.f1/2)-32,4 где - f коэффициент гидравлического сопротивления Фаннинга, f = X / 4. На основе этой асимптотики можно вычислить максимально возможную гидравлическую эффективность противотлрбулентных присадок Ц/шахдоп. На рисунке 1.1 представлены графики зависимостей ij/ = fx(Re) и
Для количественной оценки возникновения эффекта Томса в настоящее время используют временной критерий Лемли, равный величине (0 u.)/v [37, 49].
Экспериментальными исследованиями установлено, что полимерная добавка снижает гидравлическое сопротивление, если выполняется неравенство [48] 21, (1.2) где u, = 1- - динамическая скорость; V Р Tw - напряжение сдвига на стенке конкретной трубы; р - плотность перекачиваемой жидкости; 0 - время релаксации полимера [88,87].
Таким образом, снижения гидравлического сопротивления на магистральном трубопроводе могут дать только те полимерные растворы, для которых число Рейнольдса будет больше некоторого значения, величину которого можно найти из выражения
Из уравнения (1.7) следует, что гидравлическая эффективность противотурбулентной присадки зависит не только от молекулярной массы полимера, но и от величины [TJ]. которая, как было указано выше, характеризует термодинамическую совместимость полимера с растворителем. Кроме того, из формулы (1.7) следует, что на величину порогового числа Рейнольдса и, следовательно, на эффективность противотурбулентной присадки влияют конкретные условия ее применения, а именно, диаметр трубопровода, кинематическая вязкость, плотность нефти.
В связи с вышеуказанным представляют научный и практический интерес вопросы, связанные с исследованием вязкостных характеристик растворов полимеров, численным моделированием реальных ситуаций применения и оценки эффекта Томса на конкретных магистральных нефтепроводах.
Среди количественных характеристик турбулентной структуры потока основное значение имеют следующие три:
1) степень или интенсивность турбулентности є, определяемая отношением осредненной во времени амплитуды пульсаций скорости в набегающем потоке к его средней скорости:
2) масштаб турбулентности , характеризующий пространственную протяженность жидких объемоз во внешнем потоке, охваченных статистически связанных между собой возмущениями;
3) частота пульсаций во внешнем потоке со0 [89].
В связи с вводом понятия порогового числа Рейнольдса, а тем самым постулата о недостаточности условия наличия только турбулентности потока, представляет интерес количественная оценка величины «пороговых» значений одной из основных характеристик турбулентности, например, частоты пульсаций, а тем самым достаточности условия возникновения эффекта Томса.
Известно, что при турбулентном течении вблизи твердой поверхности имеют место возникновение и выброс во внешнюю часть потока вихревых структур [30,36,51,75,89].
Случайный характер в пространстве и времени обуславливает турбулентность. Установлено, что интенсивность и средняя частота возникновения указанных вихревых структур зависят от параметров осредненного течения. При этом существуют периоды спокойного, почти ламинарного течения, сменяющиеся интенсивным разрушением сформировавшегося вязкого слоя. Указанное разрушение является результатом возникновения и выброса в поток турбулентных вихрей [89].
Разработка и применение полимерных гелей в трубопроводном транспорте
Из-за непрерывного выпадения из перекачиваемой нефти различного рода осадков, образования внутренних скоплений воды и нефтяного газа сечение трубопровода уменьшается и снижается их пропускная способность. Это ведет к увеличению гидравлического сопротивления и удельных расходов электроэнергии на транспорт нефти. Вследствие несовершенства существующих методов внутренней очистки трубопроводов наблюдается отклонение действующего эффективного диаметра от расчетного на 2 - 6 %. Кроме того, 5 % существующих трубопроводов, имеющих сложную конфигурацию и переменное сечение, из-за отсутствия соответствующих очистных устройств вообще не очищается.
Не менее важной является проблема надежной бесперебойной работы нефтепроводного транспорта, требующая проведения периодических испытаний (опрессовок) трубопровода. При организации и проведении опрессовок магистральных нефтепроводов наибольшие трудности возникают при заполнении испытываемых участков водой, а затем нефтью. При проведении этих операций нередко происходит попадание воды в нефтепровод, что ведет к потере качества нефти, образованию больших количеств водонефтяной эмульсии, при сбросе которой в амбары происходит загрязнение окружающей природной среды.
В трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов существуют также задачи разделения двух различных фаз, например, при последовательной перекачке различных по составу нефтей или нефтепродуктов [8].
В трубопроводном транспорте традиционно используются и развиваются механические очистные устройства (ОУ) [12, 13], для пуска и приема которых нефтепроводы оборудуются специальными камерами. Однако ни одна из известных конструкций ОУ не может эффективно использоваться в трубопроводах переменного диаметра, технологических трубопроводах нефтеперекачивающих станций, проходить в полости трубопровода или места, где установлены датчики или другие приборы, сохранять достаточно высокую степень герметичности на протяженных участках нефтепровода, продвигать перед собой большие количества осадков, мусора без заедания или полной закупорки. Признаком гелей является наличие пространственного каркаса, что и придает им специфические свойства вязкоупругости и многие свойства твердых тел. Для гелей первого типа каркас построен химическими связями, образующимися в процессе сшивания полимерных макромолекул или трехмерной полимеризации, сополимеризации и поликонденсации. Гели второго типа образуются из растворов, вследствие потери растворимости из-за изменения температуры.
Полимерную сетку, полностью пронизывающую отведенное ей пространство, или коллоидную систему в момент перехода золь - гель можно рассматривать как протекаемый фрактал, а точку возникновения этого типа непрерывности - порогом перколяции (протекания). Согласно [252] гели - это макромолекулярные сетки выше порога перколяции.
Несмотря на термодинамическую устойчивость гелей обоих типов их кинетическая устойчивость имеет релаксационную природу и определяется временем жизни узла полимерной сетки. При воздействии на гель со скоростью, значительно превышающей его время жизни, он будет проявлять упругие механические свойства, а при медленном воздействии будет вести себя также, как концентрированный раствор.
Несмотря на наличие сетки, гели полимеров представляют собой вариант двухкомпонентной системы с фазовой диаграммой включающей линию перехода золь - гель, на которой происходит разделение на чистый растворитель и концентрированный гель. При этом происходит выжимание из сетки растворителя, что называется синерезисом.
Проблемам разработки гелевых композиций для применения в технологических процессах перекачки нефти и нефтепродуктов посвящены работы [245,246,247,248,249,250,254].
Институтом химии нефти СО РАН с участием автора разработаны полимерные гели [1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 17, 255, 256], обладающие поршневым эффектом движения в трубопроводе, отличающиеся псевдопластичностью, вязкоупругостью, когезионностью, способностью к самовосстановлению формы и уменьшению напряжений сдвига. Полимерные гели получают на основе водо - и нефтерастворимых полимеров, образующих при введении специальных реагентов трехмерную структуру. Разработанные полимерные гели способны выполнять большинство функций обычных механических ОУ и имеют следующие преимущества перед ними: - обтекают препятствия или проходят через сужения, восстанавливая затем свою форму и свойства до первоначальных; - не требуют специальных камер для пуска и приема, а могут быть закачаны в полость трубопровода через любой кран с проходным сечением 50 -200 мм; - обеспечивают высокую степень герметичности, полностью предотвращая перетоки разделяемых жидкостей; - позволяют производить специальную химическую обработку внутренней полости трубопровода; - позволяют полностью удалять из трубопровода водные и газовые скопления; - позволяют удалять из трубопровода застрявшие механические ОУ.
Все используемые химические реагенты являются дешевыми продуктами многотоннажного производства.
Наличием многих положительных свойств полимерные гели обязаны своему специфическому реологическому поведению. Для решения поставленных научных и практических задач нефтепроводного транспорта потребовалось подробное изучение комплекса реологических (механических, структурно-механических) свойств растворов и гелей полимеров, а именно структурированных систем.
Проблема компаундирования разносортных нефтей в трубопроводном транспорте
Нефти, добываемые на различных месторождениях, отличаются по своим физико-химическим свойствам: по плотности, содержанию серы, вязкости и по другим показателям качества. В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» по содержанию серы подразделяются на классы и плотности нефти - на типы. Нефти с содержанием серы 0,6 % и менее относятся к малосернистым, 0,6+1,8 % - к сернистым и свыше 1,8 % - к высокосернистым.
Исторически сложившаяся система магистральных нефтепроводов России имеет сложную топологическую и технологическую структуру. Система является технологически целостной, служит основой инфраструктуры нефтяного рынка и имеет следующие особенности [99,100]. - нефть, проходящая через транспортную систем, поступает потребителям после ее многовариантного управляемого смешения; - конечное качество поставляемой нефти формируется в соответствии со схемой нормальных технологических гр}зопотоков и должно соответствовать требованиям ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»; - физические и коммерческие потоки в системе не совпадают: физический поток является динамически изменяющимся потоком смесей, поступающих в систему, и формируется в соответствии со схемой нормальных технологических грузопотоков; коммерческий - отражает договорные отношения грузоотправителей и грузополучателей; - система нефтепроводов не может быть разложена на совокупность изолированных маршрутов перекачки и функционирует как единое целое.
Схема нормальных технологических грузопотоков, утвержденная Минтопэнерго РФ 24.12.1997 г., предусматривает поставку нефти на НПЗ России в соответствии с требованиями технологического процесса переработки, а на » экспортные терминалы - по действовавшим на момент ее утверждения экспортным техническим условиям. Схема нормальных технологических грузопотоков предусматривала размещение всего количества высокосернистой нефти, принимаемой от производителя, но при условии выполнения плановых поставок на НПЗ, ее перерабатывающих. При плановом размещении высокосернистой нефти смешение выполнялось в нормальном технологическом режиме. При этом обеспечивалась возможность маневрирования грузопотоками в случае нештатных ситуаций.
В настоящее время основные потребители высокосернистой нефти оказались за пределами Российской Федерации. В связи с этим перед ОАО «АК «Транснефть» встала задача размещения невостребованных на внутреннем и внешнем рынках объемов высокосернистой нефти. Данная задача могла быть решена посредством компаундирования - технической операции по доведению показателей качества нефти до требуемых значений путем смешения в определенном соотношении нефтей с различныш параметрами качества.
В отличие от естественного смешения нефтей, происходящего в системе магистральных нефтепроводов, компаундирование: - позволяет разместить дополнительный объем высокосернистой нефти, если это не обеспечивается в рамках традиционной технологии перекачки; - позволяет производителям, добывающим высокосернистые нефти, осуществлять поставки ее на экспорт; - позволяет обеспечить стабильное качество нефти в конечных пунктах поставки и, как следствие этого, более высокую цену продажи и равные условия (особенно для экспортных направлений) для всех производителей нефти; - осуществляется как в интересах нефтяных компаний, добывающих высокосернистые нефти, так и нефтяных компаний, перерабатывающих ее на своих НПЗ. Как на НПЗ, так и на терминалы отгрузки на экспорт нефти перекачиваются Ф по магистральным трубопроводам. При этом Схема нормальных технологических грузопотоков нефти в системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», утвержденная Минтопэнерго РФ, определяет для каждого нефтепровода перечень производителей (фузоотправителей), которым оказываются услуги по перекачке и поставке конкретным конечным пунктам -фузополучателям с обеспечением при этом регламентированного качества смеси (например, величины содержания массовой доли серы). К примеру, по магистральному нефтепроводу Нижневартовск - Курган - Куйбышев (НКК) разрешается перекачивать смесь с массовой долей серы не более 1,7 %, а услугами транспорта по этому нефтепроводу пользуются 13 производителей, в числе которых и АНК «Башнефть», дооьшающая нефть, в основном, с содержанием серы 2.5-КЗ.О %. В этой связи требуется фамотное управление процессом компаундирования (смешения) высокосернистых нефтей.
Способы компаундирования разносортных нефтей.
Технологический процесс компаундирования нефтей может быть периодическим или непрерывным.
Периодическое компаундирование в резервуарах. В смесительный резервуар последовательно подаются нефти-компоненты. После перемешивания отбираются и анализируются пробы смеси, если смесь по высоте резервуара неоднородна, проводится повторное перемешивание.
Непрерывное компаундирование в резервуарах. В смесительный резервуар одновременно подаются нефти-компоненты, соотношение которых регулируется в зависимости от заданного качества смеси. После заполнения резервуара смесь перемешивается, а ее пробы, отобранные с различной высоты резервуара, анализируются.
Указанные способы компаундирования нефтей в резервуарах малопроизводительны.
Непрерывное компаундирование в трубопроводе. В смесительный фубопровод в заданном соотношении по подводящим трубам подаются нефти-компоненты. Из смесительного трубопровода непрерывно или периодически отбираются пробы для проверки качества смеси.
Проблема свободного газа в товарной нефти
Исследования потоков товарной нефти для выявления в ней свободного газа и измерения его количества на мапістральньїх трубопроводах начались в конце 70-х и в начале 80-х годов прошлого века [107, 243] Причиной их проведения послужило различие в количествах нефти, принятой к транспортировке и сданной потребителю. За год оно достигало 2 млн. т.
Для объяснения такого расхождения было высказано предположение о наличии в потоке нефти остаточного свободного газа. По мере прохождения партии нефти через нефтеперекачивающие станции остаточный свободный газ может улетучиться в атмосферу, тогда его количество на конечной станции окажется меньше, чем на начальной станции. Поскольку свободный газ учитывается турбинными преобразователями расхода наравне с нефтью, учтенное количество нефти на выходе системы трубопроводного транспорта меньше количества нефти, чем на входе системы.
Первые исследования потоков товарной нефти проводились с применением индикатора фазового состава (ИФС) и устройства для определения содержания свободного газа (УОСГ). Поскольку ИФС - индикатор, а не средство измерений. он не мог дать количественную оценку содержания свободного газа в нефти. Конструкция прибора позволяла контролировать лишь незначительную часть потока нефти, проходящую через чувствительный элемент прибора. Устройство определения содержания свободного газа (УОСГ) позволяет измерять содержание свободного газа в отобранном из потока объеме нефти. Процесс измерении занимает много времени, поэтом} не удается отбирать пробы с достаточной частотой. Кроме того, способ отбора не обеспечивает требуемой представительности проб потоку.
В этой связи возникла потребность в бесконтактном приборе, позволяющем измерять с высокой точностью содержание свободного газа в нефти и определять его распределение по сечению потока. Измерения должны были проводиться непосредственно в измерительной линии коммерческого узла учета нефти без влияния на гидравлические характеристики потока.
В ЦНИИРТК совместно с ВНИИСПТнефть были разработаны и изготовлены 3 экземпляра исследовательской установки «Фактор», удовлетворяющей предъявляемым требованиям, а также образцовое средство измерений для их метрологической аттестации. Принцип действия этой установки заключается в облучении контролируемого вещества узким пучком прямого гамма излучения и регистрации ослабленного сигнала блоком детектирования. Степени поглощения гамма-излучения нефтью и свободным газом различаются, что позволяет определять объемную долю свободного газа по сечению трубы (рисунок 4.1).
Установка «Фактор» с помощью механизма перемещения 7 закреплялась на трубопроводе 5 (рисунок 4.2). В механизме перемещения имелись две каретки 2 и 8, на которые устанавливались блок источника гамма-излучения 3 и блок детектирования излучения 9. При вращении маховиков 4 и 6 каретки перемещались в плоскости поперечного сечения трубопровода и направлениях, указанных стрелками. При этом сохранялась соосность блока источника и детектирования. На механизме перемещения имелись две шкалы 1 я 11 для индикации положения блока источника излучения и блока детектирования. Блок источника излучения формировал узкий пучок прямого гамма-излучения, который после взаимодействия со стенками трубопровода и потоком нефти поступал в блок детектирования, который вырабатывал сигналы измерительной информации. Эти сигналы по кабелю передавались з устройство обработки 10, которое выдавало измеренное содержание свободного газа в нефти ф.
В процессе измерений путем перемещения пары «блок детектирования -блок источника излучения» от одного крайнего положения до другого можно определять распределение свободного газа з сечении потока и среднее по сечению содержание свободного газа.
При этом под содержанием свободного газа в сечении потока ф определяется как отношение площади части сечения потока, занятой газом Sx, к общей площади сечения S0, т.е. 9 = 11 (4-І) Установка обеспечивала измерение содержания свободного газа в нефти в диапазоне 0-4 % с абсолютной погрешностью ± 02. % и могла работать на трубопроводах Ду250-Ду400.
Установка «Фактор» была использована в экспериментальных исследованиях потоков товарной нефти в измерительных линиях коммерческих узлов учета на НПС «Нурлино» [267]. Работы проводились с целью определения реального фазового и компонентного составов нефти в измерительных линиях узлов учета и оценки влияния многофазности и многокомпонентности потока на работу турбинных преобразователей расхода.
В результате исследований определены количество свободного газа и свободной воды в товарной нефти, а также распределение свободного газа и свободной воды в сечении потока.
Кроме исследований на НПС «Нурлино» установка «Фактор» была использована при проведении экспериментальных исследований потоков нефти в измерительных линиях на узлах учета НПС «Остров» и «Александровская» в Сибири в 1986-1990 г.г.
Наиболее важными из полученных результатов являются следующие:
1. В измерительных линиях коммерческих узлов учета в потоках нефти присутствуют свободный газ, свободная вода и мехпримеси.
2. Свободный газ движется в виде скоплений пузырьков, а механические примеси - в виде скоплений твердых частиц.
3. В поперечном сечении трубы скопления пузырьков располагаются в ядре потока и несколько смещены вверх. Скопления твердых частиц движутся в нижней части трубы. Вдоль произвольной оси нефтепровода скопления включений в потоке нефти, будь то скопления твердых частиц или скопления пузырьков газа, передвигаются обособленно друг от друга. В момент прохождения скопления пузырьков содержание свободного газа в нефти может достигать 2 % по объему. В среднем его содержание в потоке составляло 0,2- 0,5 %.
Скорость движения свободного газа выше скорости движения нефти, а скорость движения твердых частиц - ниже.
4. Наличие свободного газа в потоке приводит к появлению положительной погрешности измерения объемного расхода нефти турбинными расходомерами, которая обусловлена: - учетом свободного газа наряду с нефтью; - пульсирующим характером потока; - отличием физических свойств нефтегазоводяной смеси от свойств чистой нефти.
5. Неравномерное распределение свободной воды, свободного газа и нефтей, имеющих различные плотности по сечению потока, приводит к дополнительной погрешности в измерении плотности пробы отбираемой нефти вибрационным плотномером из-за непредставительности потока, отводимого на плотномер, по отношению к основному потоку.
В связи с присутствием в измерительной линии в потоке нефти свободного газа возникает вопрос о целесообразности установки струевыпрямителя перед турбинным преобразователем расхода. Положительное влияние его на работу турбинного преобразователя расхода при учете однородной плотности жидкости не вызывает сомнений. Однако при учете веществ, неоднородных по плотности, и тем более газожидкостных смесей, эффект может быть противоположным.
